Hérouville-Saint-Clair, le 04/11/2003 Monsieur le Directeur du CNPE de FLAMANVILLE B. P. n° 4 50340 LES PIEUX 
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base. Inspection n° 2003-12004 du 27 août 2003. N/REF : DSNR CAEN/0904/2003 Monsieur le Directeur, Dans le cadre de la surveillance des installations nucléaires de base prévue à larticle 11 du décret n° 63-1228 du 11 décembre 1963 modifié, et à larticle 17 du décret n° 93-1272 du 1er décembre 1993, une inspection annoncée a eu lieu le 27 août 2003 au Centre Nucléaire de Production dElectricité de Flamanville. Jai lhonneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de linspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent. 

## Synthèse De Linspection

 Linspection annoncée réalisée le 27 août 2003 sur le site de Flamanville a été consacrée aux systèmes de contrôle volumétrique et chimique (système RCV) et dappoint deau et bore (système REA) du circuit primaire principal. Cette inspection a permis de contrôler les actions de maintenance et de réparation réalisées sur les matériels de ces systèmes. Une attention particulière a été portée sur lorganisation en place sur le site pour le suivi des anomalies matérielles. Les inspecteurs ont principalement retenu de cette inspection : 
- labsence de réalisation de bilans « fonctions » et/ou « matériels » pour les systèmes REA et RCV mais la réalisation notamment danalyses de tendances à lissue des opérations de maintenance ; 
- lidentification de matériels sujets à défaillances récurrentes : vannes de fourniture SIERS ou clapet RCV 276 VP disolement enceinte de fourniture VELAN RATEAU ; 
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# Direction Regionale De Lindustrie, De La Recherche Et De Lenvironnement Basse-Normandie Division De Caen

- linsuffisance a priori de la sensibilisation des agents dElectricité de France ou des agents prestataires à la qualification des matériels aux conditions accidentelles ; 
- la volonté du site de reconduire en 2004 une organisation pourtant non satisfaisante mise en place en 2003 pour larrêt programmé du réacteur n°1 ; 
- linitiative prise par le CNPE de ne pas appliquer strictement les spécifications techniques dexploitation en vigueur, sans information de lAutorité de sûreté, ni même accord formalisé des services centraux dElectricité de France. 

## A. Demandes Dactions Correctives A.1. Evénements Des 11 Mai 2003 Et 25 Mai 2001

 A la demande des inspecteurs, vous avez présenté les événements survenus le 11 mai 2002 sur le réacteur n°1 et le 25 mai 2001 sur le réacteur n°2. Dans les deux cas, vous avez été confrontés à un problème dinterprétation des spécifications techniques dexploitation. Lévénement du 11 mai 2003 est relatif à un non-respect du volume requis « REA bore » lorsque le réacteur est à larrêt et refroidi par les générateurs de vapeur avec une concentration en bore supérieure à la concentration en bore en arrêt à froid. Lévénement du 25 mai 2001 est relatif à labsence de pose dune condamnation administrative pour engager le repli du réacteur à 6 bar et 50°C (sortie « REA eau » condamnée fermée) lorsque le réacteur est connecté au circuit de refroidissement du réacteur à larrêt. Dans les deux cas, vous avez traité seul ce problème dinterprétation des spécifications techniques dexploitation (traitement en local par des comités) en établissant des fiches « questionréponse » sans requérir de position formalisée de vos services centraux. Aussi, la démarche sur le plan organisationnel est-elle critiquable. Sagissant du premier événement, une demande de dérogation aux spécifications techniques dexploitation aurait dû être formulée à lAutorité de Sûreté (demande qui était générique pour le parc). Sagissant du second événement, il faut noter que votre interprétation et votre analyse sont erronées. Les conclusions techniques sont toutefois valides et corrigent un certain flou dans les spécifications techniques dexploitation. Le passage au palier technique et documentaire des spécifications techniques dexploitation lors de larrêt du réacteur n°1 en 2003 formalise les choix que vous avez ainsi effectués localement par « anticipation » dans le cadre du traitement de ces deux événements. Je vous rappelle que de façon générale, lorsque vous êtes confrontés à un problème dinterprétation des spécifications techniques dexploitation, un contact formalisé avec les services centraux dElectricité de France et une information de lAutorité de sûreté sont nécessaires. 

 Je vous demande par ailleurs de me transmettre une copie des fiches questionréponse traitant de problème dinterprétation des spécifications techniques dexploitation, sil en existe dautres, quel que soit le système concerné. 

## A.2. Retours Dexpériences Technique Et Organisationnel

 Le chef du Service Maîtrise des Arrêts de tranche (SMA) a précisé aux inspecteurs que si le retour dexpérience technique à lissue des arrêts de réacteurs, de responsabilité métiers, nétait pas systématique, le retour dexpérience organisationnel, de responsabilité SMA, était bien effectué. Il ressort principalement de ce retour dexpérience organisationnel que les agents du CNPE affectés à un arrêt ne sont plus du tout disponibles dans les services. Aussi, vous jugez que lorganisation en place pour larrêt programmé du réacteur n°1 en 2003, issue du retour dexpérience négatif de la préparation des arrêts précédents (arrêts de 2000 et de 2001, les arrêts pour simple rechargement de 2002 ayant été mieux préparés selon vous), nest pas satisfaisante. Malgré tout, vous envisagez de maintenir cette organisation pour larrêt programmé de 2004. Je vous demande de me communiquer un point précis du retour d**expérience** organisationnel de larrêt programmé du réacteur n°1 en 2003. Vous mapporterez la justification du maintien pour larrêt programmé de 2004 de l**organisation mise en place** dans le cadre de cet arrêt alors que vous la jugez non satisfaisante. Le cas échéant, des propositions d**amélioration devront être formulées. Les échéances de mise en application** de ces propositions me seront communiquées. A.3. Analyses de risques associées aux interventions sur les matériels REA ou 

## Rcv

 Les inspecteurs ont consulté lanalyse de risques « ADR 35-RCV » relative aux interventions sur le moteur RCV 172 MO et les robinets RCV 232 et 264 VP. Ils ont noté linexactitude de la mention relative au risque non existant de remise en cause de la qualification du matériel, le moteur RCV 172 MO notamment étant qualifié aux conditions accidentelles. Vous avez alors précisé quil sagissait dun problème dédition de lanalyse de risques. Je vous demande de prendre sans délai les dispositions nécessaires pour que la sensibilisation du personnel EDF et prestataire à la qualification des matériels aux conditions accidentelles soit effective et perceptible au travers des dossiers dintervention et notamment des analyses de risques.

## A.4. Evénement Du 4 Septembre 2001 Sur Le Réacteur N°2

 A la demande des inspecteurs, vous avez présenté lévénement survenu le 4 septembre 2001 sur le réacteur n°2. Lors dun essai périodique, un niveau vibratoire hors critère a été relevé sur la pompe RCV 172 PO. Lorigine du niveau vibratoire élevé résidait dans le blocage dun accouplement suite à une fuite dhuile. La cause identifiée de cette fuite est le non-respect du temps de séchage de la pâte détanchéité avant mise en huile de laccouplement (non-respect dune procédure dintervention). Je vous demande de prendre sans délai les dispositions nécessaires pour que les actions de vérification et de contrôle soient correctement réalisées et tracées dans le cadre des interventions que vous menez sur les matériels. 

B. Compléments dinformation

## B.1. Fonctionnement Des Systèmes Rea Et Rcv

 Si aucun bilan « matériels » sur les systèmes REA et RCV nest effectué, une analyse de tendance est menée par la section Méthodes (automaticiens et électriciens) sur la base des résultats de toutes les opérations de maintenance réalisées. Je vous demande de me préciser le mode de formalisation et de validation ainsi que lutilisation que vous faites des analyses de tendance menées par le service Automatismes à lissue des opérations de maintenance sur les matériels des systèmes REA et RCV. 

## B.2. Vannes Siers Rea 023 Et 024 Vb 4

 Les vannes REA 023 et 024 VB de fourniture SIERS font lobjet de défaillances récurrentes depuis 1996. La vanne REA 023 VB du réacteur n°1 a ainsi fait lobjet dun réglage de fin de course en 2002. Vous avez par ailleurs indiqué que vous teniez à jour un tableau de suivi des robinets sujets à visites internes « chroniques » (environ 40 robinets concernés par réacteur). Je vous demande de me communiquer un bilan des défaillances récurrentes observées sur les vannes SIERS depuis 1996. Ce bilan devra mettre en évidence lorigine de ces défaillances, leur impact sur la sûreté des réacteurs et les actions correctives engagées. 

## B.3. Organes Détanchéité De Lenceinte Des Réacteurs

 Le clapet RCV 276 VP de fourniture VELAN RATEAU est testé à chaque arrêt de réacteur dans le cadre des tests détanchéité menés sur chacune des enceintes de confinement. 

 Depuis 1999, des fuites supérieures à la valeur admissible de 10 Nm3/h ont été observées sur le clapet RCV 276 VP du réacteur n°2. Des visites complètes de ce matériel ont été entreprises, la dernière visite ayant révélé le marquage de son battant. Une expertise du clapet est prévue au prochain arrêt du réacteur n° 2. Je vous demande de me communiquer le résultat de lexpertise qui sera réalisée sur le clapet RCV 276 VP du réacteur n°2 lors de son arrêt programmé de 2004. Plus généralement, s**agissant des organes inétanches associés aux enceintes de confinement** des réacteurs n°1 et 2, vous devrez mener des investigations visant à déterminer lorigine de ces fuites (notamment les défauts matériels récurrents) et définir les actions correctives à réaliser. 

## B.4. Température Des Locaux Renfermant Du Bore

 Vous avez indiqué aux inspecteurs que des actions étaient entreprises sur les capteurs analogiques impliqués dans la surveillance de la température des locaux renfermant du bore. Une demande de modification locale visant à améliorer la surveillance de la température dans les locaux a ainsi été validée en comité de direction le 1er juillet 2003. Elle consiste à déplacer si nécessaire les stats de sorte que les valeurs quils donnent soient bien représentatives de la température ambiante dans le local (déplacement des stats à proximité des capteurs de température). Il faut noter également le traitement en cours dun dossier national relatif à labaissement du seuil de température minimale à 20°C dans les locaux renfermant du bore (lié à la relaxation de la valeur de la concentration en bore dans les bâches des locaux bore) ainsi que la mise en place de convecteurs supplémentaires dans le cadre de laffaire « grands froids ». Le jour de linspection, lintégration de ce dossier national était cours sur le réacteur n°1 et programmé en semaine 38 sur le réacteur n°2. Je vous demande de me communiquer le bilan davancement de l**intégration de** la modification locale relative à la surveillance de la température dans les locaux bore (modification touchant les capteurs analogiques). Vous mindiquerez par ailleurs létat de réalisation des modifications nationales liées à labaissement du seuil de température minimale dans les locaux bore et à lajout de convecteurs supplémentaires dans le cadre de laffaire « grands froids ». 

## Ras.

 Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui nexcèdera pas **deux mois**. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et den préciser, pour chacun, léchéance de réalisation. Je vous prie dagréer, Monsieur le Directeur, lassurance de ma considération distinguée. Pour le Directeur et par délégation, Le chef de division, SIGNE PAR Franck HUIBAN 